книги из ГПНТБ / Бурштар М.С. Основы теории формирования залежей нефти и газа

ПОКРЫШКИ .

Вотличие от твердых полезных ископаемых залежи нефти и газа

вопределенных условиях могут разрушаться, но углеводороды при этом не теряют своей миграционной способности и могут мигриро­ вать по пластам-коллекторам до новых ловушек, в которых образуют новые залежи. В некоторых случаях, когда на пути миграции угле­ водородов нет ловушек, они могут рассеяться.

плохая покрышка, т. е. неудовлетворительные экранирующие свой­ ства перекрывающих нефтегазоносные пласты толщ глин, солей и т. п.

Известно, какую огромную роль играют покрышки в формиро­ вании залежей нефти и газа. Но они могут быть и отрицательным фактором, если не обладают высокими экранирующими свойствами.

Покрышки могут быть сложены непроницаемыми породами раз­ личных типов: солями, ангидритами, глинами, плотными нетре­ щиноватыми известняками, мергелями и др. Однако подавляющее большинство покрышек представлено плотными и пластичными глинами.

В природных условиях изолирующие свойства пород зависят от разных причин: минералогического состава пород, условий фор­ мирования осадочной толщи, характера вторичных изменений, тек­ тонических, гидрогеологических и других факторов.

Осадочные породы, слагающие разрезы, по физическим свой­ ствам подразделяются на три основные группы: плотные, пластич­ ные и сыпучие. Наиболее распространенными являются плотные породы: известняки, доломиты, мергели, аргиллиты, песчаники, ангидриты и каменная соль. Но плотные породы почти всегда пора­ жены трещинами типа разрывов, мелкими трещинами, возникшими вследствие растрескивания горных пород при уплотнении, в резуль­ тате тектонических напряжений в разломных зонах или в процессе формирования структур. Трещиноватость является одним из фак­ торов, способствующих движению флюидов, а также причиной раз­ рушения залежей нефти и газа.

К пластичным породам относятся глины, гипсы, каменная соль, которая в пластичном или близком к нему состоянии на больших глубинах обладает текучестью. Гипсы отличаются пластичностью на небольших глубинах.

204

Г л и н ы . Экранирующие свойства глинистых покрышек опре­ деляются литологическими и физико-химическими факторами. Основ­ ными из них являются минералогический состав, пластичность, структурно-текстурные особенности, степень уплотнения и мета­ морфизма, трещиноватость, песчанистость, карбонатность и др.

Для изолирующих свойств глинистых покрышек важное значе­ ние имеет характер распределения песчанистого (алевритового) материала в глинах. Равномерное распределение его при отсут­ ствии соприкосновения включений непроницаемости глин не меняет. Контакты песчинок ослабляют изолирующие свойства глинистых покрышек.

Способность глин к уплотнению и последующему растрескиванию под влиянием давления и температуры зависит от их минерального состава. Обычно она выше у каолинитовых глин и более низкая у монтмориллонитовых.

Глины монтмориллонитового состава способны к набуханию, наиболее пластичны и в пластовых условиях практически непро­ ницаемы. Наличие монтмориллонита в глинах другого состава повышает их способность к набуханию, увеличивает пластичность и изолирующие свойства. Монтмориллонитовые глины распро­ странены в относительно молодых отложениях, залегающих на глубинах до 3000 м.

Глины по мере погружения уплотняются, теряют поровую воду и постепенно переходят в аргиллитоподобные глины, способные еще восстанавливать свою пластичность, а затем в аргиллиты, кото­ рые вследствие необратимых изменений в кристаллической решетке уже не могут восстановить пластичность. В зоне катагенеза эти аргиллиты преобразуются в глинистые сланцы.

Пористость глинистых пород определяет степень их уплотнения. Последняя зависит от глубины погружения независимо от возраста пород. Из-за малых размеров пороховых каналов глинистые породы почти непроницаемы. Присутствие в глинах карбонатов, сульфатов, сульфидов при равномерном их распределении в породе обуслов­ ливает их высокую плотность, но делает хрупкими и способными под давлением вышележащих пород к растрескиванию. Такие породы по физическим свойствам сходны с аргиллитами. Трещиноватые аргиллиты могут быть сравнительно надежными экранами, если трещины распространены и ориентированы параллельно плоскостям наслоения и не связаны с вертикальными трещинами. Многие иссле­ дователи (Сверчков, 1967; Строганов, 1965, 1966) считают, что экра­ нирующие способности покрышек нефтяных и газовых залежей зависят от их мощности. Чем значительней мощность покрышки, тем она надежней и тем больше высота залежей под ней.

Материалы изучения этого вопроса по разным районам СССР

показывают, что пластичная глинистая покрышка мощностью в не­ сколько метров при условии ее ненарушенности разрывами, литологическими окнами будет непроницаемой для нефти и газа в резуль­ тате разности давлений на границе раздела коллектора и покрышки.

205

Эта разность давлений, являющаяся надежным энергетическим барьером для фильтрации углеводородов через глины, образуется за счет внутрипорового давления в глинах, близкого к геостати­ ческому (если глины продолжают уплотняться под действием геостатической нагрузки), или за счет капиллярного эффекта на границе раздела коллектора и покрышки (в случае, если геостати­ ческая нагрузка стабилизировалась и глины перестали уплотняться).

является также выдержанность литологического состава пород покрышки в пространстве.

Соотношения между высотой залежи и мощностью покрышек хорошо изучены на примерах Предкавказья, Волго-Уральской области, Западной Сибири, Средней Азии и других нефтегазоносных районов. Весьма интересные данные приводятся в материалах по Западной Сибири (Нестеров, Ушатинский, 1971). Предположение об обязательном увеличении мощности покрышки с увеличением высоты залежи основано на необходимости компенсации избыточных давлений, возникающих в залежах в результате разности плотностей углеводородов и подпирающих их пластовых вод. Путем расчетов на материалах Западной Сибири было установлено, что избыточные давления в нефтяных залежах высотой до 100 м составляют не более 1,5 кгс/см2 , а в газовых — не более 20 кгс/см2 . Между тем экспери­ ментальные исследования показывают, что для фильтрации газа через алевритистые глины требуются давления более 120 кгс/см2 , через алевритовые и песчано-алевритовые — от 5 до 0,01 кгс/см2 . В условиях Западной Сибири высоты залежей обычно не превышают 100 м, очень редко достигают 200 м. Отсюда можно прийти к выводу, что избыточные давления в нефтяных залежах оказываются совер­ шенно недостаточными для фильтрации нефти сквозь глинистые покрышки в несколько десятков сантиметров. Поэтому совершенно естественно, что в Западной Сибири крупные нефтяные залежи нахо­ дятся под покрышками мощностью в несколько метров. Это же в рав­ ной мере относится и к газовым залежам. Избыточные давления достаточны для фильтрации газов сквозь крупнодисперсные алеври­ товые глины и явно недостаточны для проникновения сквозь высоко­ дисперсные глины (Нестеров и др., 1971).

Таким образом, разрушение залежей могло происходить только путем фильтрации углеводородов через опесчаненные участки.

бы роль покрышек газовых и нефтяных залежей, очень мало. Если для нефтяных залежей известняки и доломиты могут быть покрыш­ ками, то для газовых залежей это исключается, поскольку они являются проницаемыми для газа и могут быть трещиноватыми.

206

Несмотря на то, что в многочисленных разрезах Волго^Уральской области встречаются мощные толщи карбонатных отложений, их экранирующие свойства весьма сомнительны. На многих место­ рождениях Волго-Уральской области, где установлена вертикаль­ ная миграция газа, разрез сложен мощными толщами карбонатных образований, однако значительных газовых залежей на этих место­ рождениях не встречено. Таким образом, карбонатные толщи, лишенные глинистых или сульфатно-галогенных покрышек, не могут способствовать сохранению газовых залежей, в то же время для нефтяных залежей они могут служить экранирующими пере­ крытиями.

Достаточно хорошими покрышками являются ангидриты. Целый ряд газовых залежей Среднего Поволжья сохраняется довольно чистыми ангидритовыми покрышками. Вместе с тем на некоторых месторождениях выше ангидритов отмечаются наличие углеводо­ родных газов (Аманак) и пропитанность пород нефтью (Сосновка), тогда как в районах, где ангидритовая покрышка перекрывается солью или глинами, этого не обнаружено.

Таким образом, одним из первых условий для сохранения обра­ зовавшейся залежи является наличие надежной покрышки. Раз ­ рушение залежи начинается прежде всего с разрушения покрышки, которая в результате тектонических напряжений дробится, образуя разрывы сплошности экранирующих толщ, участки трещиноватости

Процессы разрушения залежей нефти и газа могут происходить под давлением физических и химических (биохимических) факторов.

К физическим факторам разрушения залежей нефти и газа помимо образования трещин в экранирующих толщах относится уменьшение мощности покрышек, часто до полного их выклинивания или же литологического замещения (например, глин песчано-алеврити- стыми разностями, солей ангидритами и т. д.) непроницаемых пород проницаемыми. Разрушению залежей способствует изменение лито­ логического состава покрышек в результате выщелачивания и дру­ гих физических процессов. Большое значение имеют региональные размывы, которые уничтожают экранирующие толщи частично или полностью. При частичном размыве образуются окна, которые спо­ собствуют рассеиванию флюидов; при глубоком размыве происходит механическое разрушение залежи.

Огромное влияние на разрушение залежей нефти и газа оказы­ вают как крупные, так и мелкие дизъюнктивные нарушения в оса­

С дизъюнктивными нарушениями связаны активные выходы нефти и газа в различных районах, особенно в геосинклинальных басейнах (районы Азербайджана, Грузии и др.). Нарушенные зоны не представляют собой открытых каналов для перетока флюидов. Будучи выполненными брекчией и глинистым цементом эти каналы

207

оказываются достаточно непроницаемыми. Очевидно, в принципе дизъюнктивные нарушения (сбросы, взбросы, надвиги) играют не первостепенную роль в разрушении залежей, поскольку в большин­ стве случаев являются экранирующими. По-видимому, значение этих нарушений определяется составом пород. В жестких породах разрывные нарушения и сопровождающая их трещиноватость обу­ словливают гидродинамическую связь между пластами. В этом случае важно установить время возникновения дизъюнктивных нарушений. Если нарушения возникли раньше формирования залежей, то они скорее будут путями миграции флюидов и будут способствовать формированию многопластовых месторождений. Раз­ рывы сплошности пород, наступающие после формирования место­ рождения, играют, безусловно, отрицательную роль, иногда раз­ рушают его полностью или частично; во втором случае разрыв становится для сброшенной части экранирующим, а для припод­ нятой — проводящим.

углов наклона пластов в пределах локальной структуры и регио­ нального наклона. Изменение указанных соотношений является,

через экранирующие толщи, так и по простиранию или по поверх­ ности стратиграфического несогласия. Но в связи с тем, что рас­ творимость нефти в воде по сравнению с газом незначительна, практи­ ческий интерес представляет диффузия газов. Последняя начинается

растворенные в них газы окружающим породам, в которых содержа­

вание, и при наличии разрывных нарушений или зон трещиноватости он устремится в зоны пониженных давлений.

В. А. Соколов (1948, 1956, 1965) указывал, что потери газа вслед­ ствие диффузии за геологическое время очень велики. Интенсивность

208

диффузии углеводородных газов зависит от коэффициента диффузии1 . В. А. Соколов рассчитал, что пласт, содержащий свободный метан, под давлением 100 кгс/см2 на глубине 1 км при мощности пласта 2 м и пористости 20% потеряет весь газ, при постоянном подпоре воды примерно за 6,4 млн. лет. Причем по мере увеличения глубины залегания газового скопления время, затрачиваемое на дегазацию,

свободная диффузия газов (в отдельных случаях и нефти). Однако активность диффузионного потока с течением времени затухает (Антонов, 1963). По данным некоторых исследователей (Соколов, Григорьев, 1962), затухание диффузиии наблюдалось в некоторых алевролитах и кварцевых песчаниках месторождения Муханово, в кварцевых алевролитах и известняках Ухты, в мергелях и алевро­ литах Устюрта. В. А. Соколов считает, что это явление обусловлено молекулярно-ситовым действием плотных сцементированных пород, связанным с адсорбцией углеводородов в узких порах, имеющих размеры, близкие к размерам молекул углеводородов.

Таким образом, если породы на путях возможного диффузион­ ного проникновения углеводородов обладают молекулярно-сито- выми свойствами, то активность диффузионного потока резко сни­ зится. При этом молекулы углеводородного газа проникают в поры и каналы молекулярных размеров, адсорбируются на их поверх­ ностях и препятствуют продвижению других молекул.

Коэффициент диффузии углеводородов зависит от молекулярного веса: чем больше молекулярный вес углеводородов, тем меньше коэффициент диффузии и растворимость их в воде.

Тем не менее величины диффузионного газового потока за дли­ тельную историю геологического развития весьма значительны.

Разрушение залежей происходит также в результате действия сил всплывания, которые на начальных этапах миграции углеводо­ родов способствуют формированию нефтяных и газовых залежей. После образования залежей в ловушках силы всплывания из сози­ дающих становятся разрушающими.

Существующее в кровле каждой залежи избыточное давление, величина которого пропорциональна разности плотностей флюидов, составляющих залежь, и подстилающей ее пластовой воды, обус­

в абсолютной системе единиц имеет размерность см2 /с.

Из газонефтяной залежи первым будет мигрировать газ из газовой шапки, затем газ, растворенный в нефти. Фильтрация нефти будет происходить только в том случае, если она будет находиться в кровле пласта.

Скорость разрушения залежей вследствие фильтрации (внепластовой миграции) зависит от состава и размера залежи, от глубины ее залегания, степени раскрытости трещин, мощности и состава пород экранирующих толщ. Немаловажную роль при этом играет тектонический фактор. Тектонические движения способствуют раз­ уплотнению пород (глин, мергелей) при их подъеме, уменьшению гравитационной нагрузки и увеличению раскрытости трещин.

Интенсивность фильтрации нефти и газа зависит от перепада давлений. В некоторых случаях давление может оказаться недоста­ точным для фильтрации и выхода нефти на поверхность. Это может быть связано со значительным сопротивлением на пути движения нефти и слабой проницаемостью пород.

При глубине 1 км гидростатическое давление в 100 кгс/см2 может обеспечить (при условии средней проницаемости пород) выход на поверхность больших количеств газа.

ХИМИЧЕСКИЕ И БИОХИМИЧЕСКИЕ ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ

Одновременно с формированием залежей нефти и газа возни­ кают и условия, способствующие разрушению скоплений углеводо­ родов, особенно при интенсивной циркуляции подземных вод. Наряду с механическими факторами не меньшее разрушающее влияние оказывают химические и биогенные. Так, например, при воздействии сульфатов, содержащихся в подземных водах, углево­ дороды распадаются на воду и углекислоту с одновременным обра­ зованием сероводорода. В результате взаимодействия углеводородов и сульфатных вод образовавшиеся залежи претерпевают существенные изменения, которые в конечном результате могут привести к унич­ тожению углеводородных скоплений.

Различия состава нефти и ее газонасыщенности в отдельных залежах одного и того же месторождения могут обусловливаться взаимодействием воды и углеводородов при определенных темпе­ ратурных условиях. Большое влияние на разрушение залежей и нарушение закономерностей распределения нефтей по их плот­ ностям в пределах месторождения оказывает внутрипластовое окисление нефти. Значительное содержание инертных газов, таких как аргон, гелий, азот, в некоторых газовых залежах может быть связано с внутрипластовым окислением. Интенсивное движение

210

скопления углеводородов, указывает Р . Тейлор (Калинко, 1964). Так, по его данным в соляных куполах побережья Мексиканского залива, содержащих крупные залежи серы, начальные запасы нефти составляли 1,0—1,5 млн. м3 , а в таких же куполах с незначительным количеством серы начальные запасы превышали 40 млн. м3 . По мнению Р. Тейлора, это свидетельствует о разрушении большого количества нефти в процессе восстановления сульфатов до чистой серы.

Большую роль в окислении углеводородов играют микроорга­ низмы, поедающие углеводороды. Этот вопрос рассматривался многими исследователями (Соколов, 1948; Брод, 1950 и др.).1 На это обратил внимание и H . Н . Ростовцев (1963), который считает, что ряд месторождений, ранее существовавших в Западно-Сибир­ ской низменности, был разрушен микроорганизмами.

Благоприятные условия для развития химическх и биохими­ ческих процессов возникают в результате тектонических подвижек. Нисходящие тектонические движения ослабляют процессы физи­ ческого разрушения залежей, в то время как восходящие движения, наоборот, активизируют физическое и химическое разрушение залежей нефти и газа.

ПРОЦЕССЫ РАЗРУШЕНИЯ ЗАЛЕЖЕЙ НЕФТИ И ГАЗА В РАЗЛИЧНЫХ НЕФТЕГАЗОНОСНЫХ БАССЕЙНАХ

Разрушение залежей, так же как и их формирование, в различ­ ных нефтегазоносных бассейнах происходит неодинаково. В данном случае речь идет главным образом о бассейнах геосинклинальных и платформенных областей. Между ними, как указывалось выше, имеются глубокие различия, которые и обусловливают особенности и темпы разрушения залежей.

Одним из основных отличий платформы от геосинклинали явля­ ется гораздо меньшая скорость погружения платформенных впадин по сравнению с геосинклиналями. В геосинклинальных областях мощности осадков значительно выше. Вместе с тем следует сказать, что на некоторых участках платформ образуются грабенообразные прогибы, в которых большая мощность отложений вполне сравнима

смощностями в геосинклиналях.

А.Б . Ронов (1947) приводит очень интересные данные, показы­ вающие скорости погружения платформ и геосинклиналей. Средняя

величина погружения Русской платформы в герцинском этапе была в 3 раза меньше (2 км) соответствующего этапа Уральской геосинкли­

РАЗРУШЕНИЕ ЗАЛЕЖЕЙ В ГЕОСИНКЛИНАЛЬНЫХ УСЛОВИЯХ

Наиболее характерной чертой геосинклинального развития является инверсия геотектонического режима. Геосинклинальные зоны, существовавшие ранее, превращаются в геоантиклинали, а геоантиклинальные зоны — в геосинклинали (передовые и меж­ горные прогибы).

Таким образом, происходят серьезные качественные изменения, выражающиеся складчатостью и метаморфизмом. Для процесса обращения геотектонического режима в течение завершающего этапа развития геосинклиналей характерно новообразование поднятий и прогибов (дифференциация крупных тектонических зон), объеди­ нение мелких тектонических зон в крупные и смещение осей макси­ мального погружения. Новообразование поднятий в пределах ранее существовавших прогибов начинается с возникновения в наиболее погруженной зоне поднятия, которое впоследствии растет и ослож­ няется. Именно так можно себе представить образование в верхнем миоцене передовых хребтов в Терско-Каспийском передовом про­ гибе, состоящих из двух поднятий низшего порядка — Терского

иСунженского, разделенных Алханчуртским грабеном.

Впроцессе разрастания поднятий в пределах геосинклиналей происходит миграция (смещение) прогибов, зон их наибольшего погружения. Так, в связи со смещением оси Северо-Кавказской геосинклинали, являющейся внешним прогибом Кавказской гео­ синклинальной области, эта геосинклиналь в палеогене перемести­

Указанные особенности развития геосинклинальных областей оказывают большое влияние на формирование и разрушение скоп­ лений углеводородов. В геосинклинальных бассейнах более древние

иглубоко залегающие отложения часто подвергаются метаморфизму

иинтенсивному раздроблению; погружение пород на значительнуюглубину и складкообразовательные движения активизируют про­ цессы разрушения ранее сформировавшихся залежей и могутпривести к частичному уничтожению их. На определенных глубинах

212